Chạy 1 ngày là đủ chỉ tiêu được giao cho cả năm
Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) vừa đề nghị hai đơn vị chức năng của Bộ Công thương là Cục Điện lực và Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và Thị trường điện quốc gia (NSMO) xem xét trường hợp huy động của Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 trong quá trình lập và thẩm định Kế hoạch vận hành thị trường điện năm 2026.
Theo đó, PV Power so sánh về sản lượng khả dụng và sản lượng kế hoạch theo 3 phương án tăng trưởng phụ tải của năm 2026 mà NSMO đưa là 10,2% - 8,5% - 6,4% vào các nhà máy nhiệt điện của PV Power đang quản lý vận hành. Kết quả là Nhà máy Điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 có sản lượng huy động điện dự kiến theo các phương án tăng trưởng tiêu thụ mà NSMO đưa ra là khá thấp.
Cụ thể, ở phương án tăng trưởng nhu cầu điện năm 2026 là 10,2%, thì Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 sẽ được huy động 1,718 tỷ kWh. Ở phương án tăng trưởng điện cả năm là 8,5%, thì Nhơn Trạch 3&4 được huy động 484,64 triệu kWh. Còn ở phương án 3 với tăng trưởng nhu cầu dự báo là 6,4%, thì nhu cầu huy động Nhà máy điện Nhơn Trạch 3&4 cả năm 2026 chỉ là 30,3 triệu kWh.
Trao đổi với phóng viên, đại diện PV Power cho hay, ở mức tăng trưởng tiêu thụ điện thấp nhất là 6,4%, Nhơn Trạch 3&4 được phân bổ 30 triệu kWh điện, thì chỉ cần chạy 1 ngày là đã hoàn thành kế hoạch huy động điện của năm 2026 được giao. PV Power đề nghị NSMO rà soát, cập nhật các số liệu đầu vào để tính toán bảo đảm khai thác hiệu quả kinh tế phù hợp với khả năng sẵn sàng của tổ máy và tránh lãng phí.
Câu chuyện có nguồn cao mà được huy động thấp không chỉ sẽ diễn ra với Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 trong năm 2026. Rất nhiều nhà máy điện gió, điện mặt trời thời gian gần đây đã phản ứng mạnh mẽ về việc bị cắt giảm công suất lớn, khiến hoạt động không hiệu quả, gây khả năng phá sản.
Đơn cử như khiếu nại của các doanh nghiệp điện gió tại Quảng Trị tới Bộ Công thương, UBND tỉnh Quảng Trị, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và NSMO về việc hạn chế cắt giảm công suất phát điện khả dụng. Theo đó, từ cuối tháng 9/2025, cụm nhà máy điện gió tại Quảng Trị liên tục bị cắt giảm công suất, có thời điểm lên tới 99%. Bình quân, công suất bị giảm từ 20% đến 90%, khiến doanh thu tháng 10 sụt khoảng 5% so với kế hoạch cả năm.
Nếu tình trạng này kéo dài đến hết năm, doanh thu năm 2025 có thể giảm 10-20%, trong khi lợi nhuận định mức chỉ còn 5-10% sau khi trừ chi phí vận hành, trả nợ và bảo trì. Với các dự án hiệu suất trung bình, lợi nhuận thực tế không đến 5%.
“Với mức cắt giảm như hiện nay, doanh thu mất đi lớn hơn lợi nhuận định mức. Nếu kéo dài, doanh nghiệp sẽ không đủ khả năng trả nợ ngân hàng, duy trì hoạt động và phúc lợi người lao động. Nguy cơ phá sản là hoàn toàn có thể xảy ra”, đại diện một doanh nghiệp điện gió lo ngại.
Nhà đầu tư nóng lòng
Rất nhiều nhà máy điện gió, điện mặt trời thời gian gần đây đã phản ứng mạnh mẽ về việc bị cắt giảm công suất lớn, khiến hoạt động không hiệu quả, gây khả năng phá sản.
Nhà máy Điện Nhơn Trạch 3&4 có công suất thiết kế khoảng 1.550 MW, dự kiến khánh thành trong tháng 12/2025. Nếu tính thời gian huy động bình thường cho các nhà máy nhiệt điện là 6.000 giờ/năm, thì sản lượng điện một năm có thể phát được vào cỡ 9,3 tỷ kWh.
Dựa trên Nghị định 100/2025/NĐ-CP, Nhà máy được hưởng cơ chế không dưới 65% sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn trong thời hạn không quá 10 năm, nên sản lượng điện trong Hợp đồng mua bán điện (PPA) vào khoảng 6,05 tỷ kWh.
Tuy nhiên, so sánh với 3 phương án tăng trưởng điện mà NSMO đưa ra, thì tỷ lệ huy động thực tế là khá thấp, từ 0,325% (phương án tăng trưởng 6,4%) tới 18,46% (phương án tăng trưởng 10,2%). Điều này dẫn tới tình trạng sản lượng điện theo PPA quá cao so với sản lượng huy động thực tế.
Việc huy động sản lượng thấp với Nhà máy Điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 trong năm 2026 được PV Power cho rằng, sẽ dẫn tới nhiều rủi ro tiềm ẩn. Cụ thể là ảnh hưởng đến hợp đồng mua LNG và kế hoạch nhập LNG, làm tăng cước phí tồn trữ LNG tại kho Thị Vải (do đơn vị vẫn phải đảm bảo có đủ nhiên liệu, sẵn sàng huy động khi hệ thống điện có nhu cầu), cũng như các khoản phạt tài chính/bảo lãnh thanh toán trong các hợp đồng mua bán nhiên liệu.
Đồng thời, sẽ gây khó khăn trong việc thu hồi vốn để trả nợ gốc và lãi vay của dự án. Ngoài ra, về mặt kỹ thuật, việc không được vận hành thường xuyên, liên tục sẽ làm tăng nguy cơ sự cố đối với các thiết bị trong nhà máy điện. Đáng nói là, việc huy động thấp nhà máy điện khí LNG cũng phát đi tín hiệu cho các nhà đầu tư điện khí LNG trong tương lai.
Chia sẻ thách thức trong việc huy động điện khí LNG thấp, một chuyên gia có nhiều kinh nghiệm trong đàm phán PPA cho hay, trách nhiệm đảm bảo đủ điện hiện do Bộ Công thương lo và NSMO là cơ quan tính toán, vận hành hệ thống và ra lệnh cho các nhà máy điện, còn EVN là doanh nghiệp đứng ra đàm phán các PPA.
Trong bối cảnh NSMO không còn ở trong EVN, thì manh nha phát sinh tình huống là EVN vẫn phải ký PPA với các nhà máy điện, nhưng khi không huy động được như thỏa thuận trong PPA, thì chưa biết xử lý ra sao cùng câu hỏi “ai trả chi phí” cho các nhà máy điện. Đó là bởi, PPA với các nhà máy điện khí LNG có quy định về nghĩa vụ thanh toán giữa giá điện theo hợp đồng và giá thị trường, cùng tỷ lệ được thanh toán theo các mức giá này.
Vì vậy, Nhà máy Điện khí LNG dù có sản lượng huy động thực tế thấp vào lưới điện quốc gia, nhưng bên mua điện (ở đây là EVN) vẫn phải trả những khoản tiền nhất định cho sản lượng điện đã cam kết mua theo các quy định của Nhà nước (quy định hiện hành là không thấp hơn 65% sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn tại Nghị định 100/2025/NĐ-CP), dù không lấy điện với sản lượng đã ký tại PPA.
Như vậy, chi phí mua điện của toàn hệ thống sẽ tăng lên, trong khi sản lượng điện thực tế chưa chắc đã tăng và các chi phí này sẽ phải tính vào giá bán điện cuối cùng.
“Nếu chỉ là sản lượng điện nhỏ, thì vấn đề còn có thể xoay xở được, nhưng với tình trạng nhiều dự án điện khí LNG sẽ đổ bộ, thì trách nhiệm của các bên trong đàm phán PPA cần được quy định rõ ràng hơn để tránh rủi ro về sau. Đây cũng là bởi NSMO đã không còn trong EVN để tính toán cả hai bài toán: đảm bảo điện và tối ưu chi phí trên phạm vi toàn hệ thống”, chuyên gia này nhận xét.
Câu chuyện vận hành hệ thống điện năm 2026 đặt ra những bài toán phải giải quyết ngay lập tức trong điều kiện nguồn hiện hữu đang dư dả (trừ các thời điểm thời tiết cực đoan như nắng nóng kéo dài vào đúng mùa khô hạn) mà nhu cầu tiêu thụ điện của nền kinh tế lại chưa cao.